Resumen:
El siguiente trabajo presenta el modelo matemático y numérico para simular el flujo de fluidos en un medio poroso naturalmente fracturado, a través del modelo de aceite negro modificado (Galindo Nava, 1998). Siendo así una simulación de tipo pseudocomposicional, sugerida para yacimientos que presentan variación en su composición durante su vida productiva, como pueden ser los yacimientos de tipo gas y condensado, considerando que las fases de aceite y gas en el yacimiento están formadas por dos pseudocomponentes de hidrocarburo (aceite y gas) (Spivak & Dixon, 1973) y (Coats K. H., 1985). Así mismo, se presenta un caso de estudio, el cual, emplea el modelo de aceite negro modificado para un yacimiento naturalmente fracturado, bifásico (aceite y gas), tridimensional, con efectos de fracturamiento hidráulico, y que contempla un pozo horizontal a lo largo de la dirección “x”, desarrollado y codificado originalmente por (López Jiménez, 2017) en el lenguaje de programación Fortran 90, y que en este trabajo se decidió migrar al lenguaje de programación Python 3.8.
Descripción:
El modelo de aceite negro modificado (o beta modificado) para el tratamiento de yacimientos de tipo gas y condensado o aceite volátil, realmente logró implementarse para la simulación del comportamiento del flujo de fluidos en yacimientos naturalmente fracturados, además, se logró modelar un caso de estudio correspondiente a un modelo numérico tridimensional, isotérmico, bifásico (aceite y gas), naturalmente fracturado, y con efectos de fracturas hidráulicas, para un yacimiento de tipo gas y condensado, y que contempla un pozo horizontal a lo largo de la dirección “x”, presentado por (López Jiménez, 2017).
